{"id":14392,"date":"2018-12-16T22:00:32","date_gmt":"2018-12-16T21:00:32","guid":{"rendered":"https:\/\/lldl.eu\/?p=10902"},"modified":"2019-04-04T23:03:22","modified_gmt":"2019-04-04T22:03:22","slug":"blocage-dans-la-reforme-du-marche-europeen-de-lelectricite","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/legrandcontinent.eu\/fr\/2018\/12\/16\/blocage-dans-la-reforme-du-marche-europeen-de-lelectricite\/","title":{"rendered":"Blocage dans la r\u00e9forme du march\u00e9 europ\u00e9en de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9"},"content":{"rendered":"\n

Bruxelles<\/em>. Le 8 d\u00e9cembre 2017, la Di\u00e8te de Pologne a adopt\u00e9 un nouveau texte d\u00e9finissant un m\u00e9canisme de r\u00e9mun\u00e9ration de capacit\u00e9 in\u00e9dit pour le pays. Tout d\u00e9tenteur de capacit\u00e9 de production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, qu\u2019elle que soit la technologie – du moment qu\u2019il garantisse sa disponibilit\u00e9 et la production d\u2019un volume minimal d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 durant les p\u00e9riodes de pointe- pourrait participer \u00e0 une ench\u00e8re \u00e0 la hollandaise<\/em> avec pour unique contrepartie \u00a0le gestionnaire du r\u00e9seau de transmission, PSE Le volume du march\u00e9 sera d\u00e9fini par PSE de mani\u00e8re \u00e0 couvrir la demande en capacit\u00e9 de pointe \u00e0 <\/span>1<\/sup><\/a><\/span><\/span> et les ench\u00e8res auront lieu cinq ans avant l\u2019ann\u00e9e de certification concern\u00e9e (exception faite pour 2021 et 2022 qui se d\u00e9roulent fin 2018). Ce m\u00e9canisme a \u00e9t\u00e9 jug\u00e9 conforme aux Lignes directrices concernant les aides d\u2019Etat \u00e0 la protection de l\u2019environnement et \u00e0 l\u2019\u00e9nergie pour la p\u00e9riode 2014-2020<\/em> par la Commission en f\u00e9vrier 2018 <\/span>2<\/sup><\/a><\/span><\/span> pour une dur\u00e9e de 10 ans, validation n\u00e9cessaire puisque qu\u2019a priori<\/em> la r\u00e9mun\u00e9ration des capacit\u00e9s – \u00e0 l\u2019\u00e9chelle d\u2019un Etat – est consid\u00e9r\u00e9e comme divergente des principes de la concurrence libre et non fauss\u00e9e du march\u00e9 unique selon l\u2019article 107 du trait\u00e9 sur le fonctionnement de l\u2019UE <\/span>3<\/sup><\/a><\/span><\/span> .<\/p>\n\n\n\n

Ces m\u00e9canismes ont vocation \u00e0 apporter un compl\u00e9ment de r\u00e9mun\u00e9ration stable aux centrales de \u00ab pointe \u00bb. Celles ci ne fonctionnent en effet qu\u2019en p\u00e9riode de forte consommation du fait de leur co\u00fbt marginal \u00e9lev\u00e9. En dehors de ces p\u00e9riodes, le prix de l’\u00e9lectricit\u00e9 sur le march\u00e9 est trop faible pour justifier leur fonctionnement. Parfois m\u00eame, le plafonnement par un \u00c9tat du prix maximum de march\u00e9 limite la formation d\u2019une rente de raret\u00e9 suffisante pour pousser les op\u00e9rateurs \u00e0 investir dans de nouvelles capacit\u00e9s de pointe. Ce faisant, investir dans de telles centrales est un vrai pari sans m\u00e9canisme de capacit\u00e9. C\u2019est typiquement le cas pour certaines centrales \u00e0 gaz, \u00e0 charbon ou au fioul.<\/p>\n\n\n\n

La premi\u00e8re ench\u00e8re en Pologne a eu lieu d\u00e9but novembre 2018 et a abouti \u00e0 certifier une capacit\u00e9 totale de 22 428 m\u00e9gawatts (MW) pour un prix de 55 770 euros\/MW pour l\u2019ann\u00e9e 2021 <\/span>4<\/sup><\/a><\/span><\/span> . Pour information, le prix de r\u00e9f\u00e9rence en 2018 des capacit\u00e9s en France \u00e9tait de 9342,7 euros\/MW, soit 6 fois moins. Ce m\u00e9canisme soul\u00e8ve d\u2019importantes interrogations quant \u00e0 sa finalit\u00e9 r\u00e9elle. Il pourrait en effet \u00eatre utilis\u00e9 pour d\u00e9guiser un subventionnement des centrales \u00e0 \u00e9nergie fossile, existantes et \u00e0 venir par l\u2019Etat polonais. En effet, les principaux g\u00e9n\u00e9rateurs polonais connaissent depuis quelques ann\u00e9es une diminution de la profitabilit\u00e9 de leurs activit\u00e9s de production \u00ab conventionnelles \u00bb (thermiques) et voient leur endettement grossir <\/span>5<\/sup><\/a><\/span><\/span> . Le fait que les deux contreparties des ench\u00e8res (producteurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00a0et gestionnaire de r\u00e9seau) soient des compagnies d\u2019Etat dont les dirigeants sont nomm\u00e9s par le gouvernement, pose \u00e9galement de nombreuses questions sur la transparence de la formation du prix.<\/p>\n\n\n\n

En outre, alors que les centrales \u00e0 charbon repr\u00e9sentent 70 pour cent de la capacit\u00e9 install\u00e9e de Pologne, le crit\u00e8re de non-discrimination technologique (entre des moyens plus ou moins \u00e9metteurs de CO2) ne semble pas r\u00e9ellement \u00eatre en ligne avec l\u2019objectif de l\u2019UE de r\u00e9duction de 40 pour cent de ses \u00e9missions de gaz \u00e0 effet de serre d\u2019ici 2030 par rapport aux niveaux de 1990.<\/p>\n\n\n\n

Ajoutons que les centrales en modernisation peuvent b\u00e9n\u00e9ficier pendant 5 ans d\u2019un revenu par MW certifi\u00e9 et celles en projet ou construction pendant 15 ans. Par exemple, une unit\u00e9 entrant en op\u00e9ration en 2021 pourrait gagner 55 800\u20ac pendant 15 ans pour chaque MW qu\u2019elle aurait r\u00e9ussi \u00e0 certifier durant l\u2019ench\u00e8re. Elle s\u00e9curiserait une source de revenu a priori<\/em> stable, parce qu\u2019elle n\u2019aurait pas \u00e0 remettre aux ench\u00e8res chaque ann\u00e9e ses capacit\u00e9s au contraire des centrales d\u00e9j\u00e0 en op\u00e9ration. Une diminution de risque non-n\u00e9gligeable pour des op\u00e9rateurs ayant des difficult\u00e9s \u00e0 trouver des financements pour la modernisation ou la construction de nouvelles centrales. Pour 2021 d\u00e9j\u00e0, les op\u00e9rateurs semblent avoir d\u00e9gag\u00e9 d\u2019importants revenus <\/span>6<\/sup><\/a><\/span><\/span> .<\/p>\n\n\n\n

Mais ce m\u00e9canisme pr\u00e9sente deux probl\u00e8mes majeurs. Le premier est que son co\u00fbt parmi les plus importants d\u2019Europe (1,25 milliards d\u2019euros en 2021). Il est probable que le financement d\u2019une telle mesure, engageant des d\u00e9penses sur une longue dur\u00e9e, soit discut\u00e9 remis en question d\u2019ici l\u00e0 par les consommateurs finaux, notamment l\u2019industrie lourde, sur lesquels ce co\u00fbt sera report\u00e9. Le second est que la Commission, dans son \u00e9bauche de r\u00e8glement sur la r\u00e9gulation du march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e9voqu\u00e9e plus haut, propose de limiter l\u2019acc\u00e8s \u00e0 la r\u00e9mun\u00e9ration des capacit\u00e9s aux unit\u00e9s g\u00e9n\u00e9rant moins de 550g de CO2 par kWh consid\u00e9rant que de tels m\u00e9canismes, sans discrimination selon le niveau d\u2019\u00e9mission de la centrale, retardent la transition \u00e9nerg\u00e9tique. Chaque kWh produit en Pologne \u00e9met en moyenne entre 700 et 880g de CO2 <\/span>7<\/sup><\/a><\/span><\/span> , ce qui emp\u00eacherait un certain nombre de centrales de recevoir un compl\u00e9ment de revenu. Par exemple, l\u2019unit\u00e9 supercritique et ultra-moderne en construction \u00e0 Ostro\u0142\u0119ka, dont le rendement annonc\u00e9 est de 46 %, devrait \u00e9mettre environ 835 g par kWh (consid\u00e9rant que la centrale ne consommerait que de l\u2019anthracite \u00e9mettant 384 g CO2eq par kWh thermique <\/span>8<\/sup><\/a><\/span><\/span> ). Or, sans r\u00e9mun\u00e9ration de capacit\u00e9, il semblerait que cette centrale constitue d\u00e9j\u00e0 une perte nette pour ses actionnaires <\/span>9<\/sup><\/a><\/span><\/span> .<\/p>\n\n\n\n

Il appara\u00eet ainsi que cette clause sur la limitation \u00e0 550 g de CO2 par kWh est un enjeu crucial pour la Pologne, qui semble avoir pari\u00e9 sur les m\u00e9canismes de capacit\u00e9 pour maintenir et renouveler sa flotte de centrales \u00e0 charbon, au moins jusqu\u2019\u00e0 2030 <\/span>10<\/sup><\/a><\/span><\/span> .<\/p>\n\n\n\n

Perspectives :<\/strong><\/h4>\n\n\n\n